随着“碳达峰、碳中和”战略目标的实施，加快能源转型成为全社会面临的重要问题，电力行业作为能源转型的重要领域，高比例可再生能源系统、100%可再生能源系统、新型电力系统等概念被相继提出。据统计，中国水能资源可开发利用量达6.87亿kW，年均发电量达3万亿kW·h。截至2023年底，全国总发电装机容量达29.2亿kW，其中水电装机容量4.2亿kW，风电装机容量4.4亿kW，太阳能发电装机容量6.1亿kW。
《中国电力》2025年第6期刊发了刘姜伟等撰写的《水电参与电力市场研究综述》一文。文章立足于不同国家和地区电力市场适应水电发展实际，分析水电参与电力市场面临的问题和挑战，总结国内外水电参与市场机制并概括水电站参与电力市场模型及现有研究成果，提出进一步研究的方向，特别是中国建设适应水电参与的电力市场需要进一步研究的方向。
来源：《中国电力》作者：刘姜伟, 陈亦平, 肖云鹏, 等
摘要
水电具有启停方便、爬坡速度快、调节能力强等优点，同时，水电是中国第二大常规能源，装机容量居世界首位，研究水电参与电力市场机制对推动中国电力市场建设、实现能源清洁转型具有重要意义。然而现有综述多聚焦于新能源参与市场研究，缺乏对水电参与电力市场相关研究的梳理。立足水电发展现状，对比水电和新能源发电参与电力市场的不同之处，分析水电参与电力市场面临的特殊问题，梳理归纳国内外水电富足地区的市场结构及水电参与电力市场相关机制。在此基础上，总结了水电参与电力市场的出清模型、竞价策略等现有研究成果，并提出水电参与电力市场的进一步研究方向。
01
中国水电参与市场面临的问题与挑战
电力市场建设必须以促进实现“双碳”目标为前提，推动能源清洁低碳转型。水电作为传统清洁能源，其参与电力市场会带来一些特殊问题，应在电力市场建设中着重考虑。
1）成本特性。在水电的成本构成中，固定成本较高而运行成本很低。以中国上市水电为例，建设期投资成本约占总成本的90%，单位投资成本在0.7万元/kW~1.3万元/kW，而水资源成本仅为0.005元/(kW·h)。
2）梯级耦合。各流域电厂众多，同一梯级水电站水力联系密切、发电能力强相关。对于不同资本主体的梯级电站，由于下游电站无法得知上游电站的竞价信息，可能会出现最终竞标电量难以执行的现象。
3）库容差异。根据库容差异，水电站可分为日调节、月调节、季调节、年调节、多年调节等，直接影响水电灵活性。不同调节能力的水电站在运行特性上也存在明显差异。
4）空间分布。中国水电主要集中在西南地区，远离负荷中心，需要外送消纳，中长期交易固化了部分输电容量，影响水电参与市场的交易能力及消纳的灵活性。
5）电量风险。水电受气候影响，汛期和枯期来水差异明显，且有丰水年和枯水年之分，同时由于电量的预测误差使得中长期交易及合同电量分解也存在众多不确定性。
6）社会责任。水电站不仅仅提供发电，还承担防洪、航运、供水、灌溉、改善河流生态等综合社会责任，会影响水电站发电的灵活性，水电参与市场行为也受到相应制约。
02
国内外水电参与市场现状
2.1 北欧
2.1.1 北欧水电资源概况
北欧地区的可再生能源丰富，水电集中分布在挪威和瑞典。如图1所示，2023年挪威可再生能源发电量占比约为99.8%（水电和风电）、丹麦约为89.3%（风电和光伏）、瑞典约为68.3%（水电和风电）、芬兰约为44.0%（水电和风电），整个北欧地区水电生产总量218 TW·h，占比55.42%。
图1 2023年北欧四国发电情况
Fig.1 Power generation in four Nordic countries in 2023
2.1.2 北欧电力市场结构
经过多年运行完善，北欧电力市场分为现货市场、辅助服务市场和金融市场。
北欧现货市场主要包括日前和日内电能量市场，由北欧电力现货交易所（Nord Pool）负责运营，其交易结果需要进行物理交割。现货市场交易品种丰富，提供小时报价、块报价、灵活报价、优先报价等不同类型的交易品种，市场成员可自由选择组合进行报价。
北欧辅助服务市场由各国家内部的输电系统运营商（Transmission System Operators，TSO）负责运营，采用价格优先的原则进行出清，并在实时运行中进行调用。北欧辅助服务主要包括调频、备用、无功备用、切负荷、黑启动等。随着欧洲统一电力市场的建设，辅助服务市场的品种和名称也在逐步统一。
北欧金融市场由北欧金融交易所（NASDAQ OMX）负责运营，为各市场成员规避现货市场价格波动风险提供了金融工具。金融市场的交易品种多样，主要包含远期合约、期货合约、期权合约和差价合约。期货合约可以提前8~9周进行交易，远期合约则最长可提前4年进行交易。
2.1.3 水电参与电力市场相应机制
1）市场机制。在北欧市场中，并无针对水电的特殊市场机制，水电与其他资源以相同的规则参与市场竞争。
2）价格机制。目前水力发电是北欧电力市场主要的电力来源。北欧地区水电占比高，因此会出现：在丰水期，水电以较低价格进入市场，造成市场电价偏低；在枯水期，水电发电量减少，火电的增加出力使得市场电价偏高。水力发电的特点是季节性波动，水库的存储能力能够更好地平抑新能源的短时快速波动，因此水电的存储能力对北欧电力市场的价格有缓冲作用。为规避价格波动和管理可再生能源风险，北欧电力市场提出了远期合同、购电协议、差价合同等金融产品，交易范围除北欧外，已延伸至德国、荷兰、英国等邻国，交易周期包含日、周、月、季度、年甚至更长。
3）政策激励。经过多年绿色转型发展，北欧地区形成了较为完善的低碳政策体系，如环境税、补贴和排放交易机制等。挪威实施小规模水电战略，对小于5 MW的水电站免征自然资源税和地租税。芬兰为水电等可再生能源提供税收补贴。丹麦为不同可再生能源设置了详细的上网电价。
2.2 巴西
2.2.1 巴西水电资源概况
巴西水电资源丰富，水电装机容量位居世界第2（仅次于中国）。巴西的水电站大多分布在北部的亚马逊流域，以大中型电站为主，包括世界装机容量排名第2的伊泰普水电站和排名第6的贝罗蒙特水电站。
水电是巴西的主要发电来源，据统计，2023年巴西总发电量715.1 TW·h，其中水电占比59.95%。巴西各类电源发电情况如表1所示。
表1 2023年巴西各类电源发电情况
Table 1 Brazil 's power generation of various types in 2023
2.2.2 巴西电力市场结构
巴西现行电力市场以中长期合同市场和短期现货市场为主，电力交易和运行调度独立运行。
中长期合同市场分为管制合同市场和自由合同市场。其中，管制合同市场的购电主体是配电公司，旨在满足管制用户的电力需求，并维持电价的长期稳定；自由合同市场的购电主体是工业大用户，合同执行周期短，交易灵活，便于大用户基于供需侧变化进行交易策略调整。
现货市场是由电力交易中心组织的“成本型电力库”市场，用于平衡实际电力与中长期交易之间的偏差电量，实现电力系统的实时平衡。现货市场的交易双方包括参与管制合同市场和自由合同市场的所有交易主体，但购售双方均不报价，交易价格采用“最小成本水火电经济调度”模型计算的出清价格，并按照偏差电量进行结算。
2.2.3 水电参与电力市场相应机制
1）市场机制。巴西通过“保证容量”和“电量再分配机制”实现电力交易与运行调度的关联。“保证容量”是巴西能源研究院为每个电站在来水不足情况下核定的可靠发电量，其为电站参与中长期合同提供交易上限；“电量再分配机制”是巴西针对水电设计的特殊市场机制，由于水电站发电能力取决于水文条件，为降低水文预测误差风险，“电量再分配机制”将所有水电站的发电能力基于各电站的装机容量进行分配，参与该机制的成员要保证总发电量达到总保证容量，进而规避了个别发电商由于来水不足等因素导致的保证容量未完成情况，有效提升流域互补能力。整个市场电能的交易遵循“负荷100%由合同覆盖”和“合同百分百由相应电站的‘保证容量’覆盖”2条基本规则，有效保障全网供电的可靠性。此外，针对个别极端现象，发电商通过“电量再分配机制”仍不能实现总发电量达到总保证容量（缺额称为generation scaling factor，GSF），此时可以通过GSF机制来规避风险。参与“电量再分配机制”的发电商可以通过购买“保险”化解GSF风险。
2）价格机制。在电价制定方面，巴西采用分段电价和分时电价，前者适用于巴西全国互联系统内的所有电压等级，后者主要针对低电压等级的居民用户。
分段电价根据电能使用量的不同采用不同的电价，依据水电的发电情况将电价划分为3段（也被称为“红黄绿”电价），每当水力发电下降到一定程度，电价将上涨相应金额。该电价制定方式反映市场的发电成本，根据水电的发电情况逐月进行电价调整，促使用户根据电价的变化做出相应用电调整。
分时电价根据负荷的高中低将一天划分为3个时段（周末分为2个时段），系统运营商（independent system operator，ISO）每周根据负荷的高中低进行3次基于成本的调度模型计算，可以得到3种负荷下的边际运行成本（marginal operation cost，MOC），在每一级负荷下ISO调度边际成本低于MOC的火电机组，其余负荷由水电和其他可再生能源提供。
3）政策激励。巴西能源监管机构于2021年批准了一项针对多能互补的新法规，明确支持以风电、光伏为主的电站，同时允许水电、热电厂加入，鼓励不同能源组合协同发展。同时，为了应对水电供应的不确定性，巴西正在推进新的水电项目，并计划开发更灵活的小型水电。
2.3 加拿大
2.3.1 加拿大水电资源概况
加拿大是一个水电资源丰富的国家。2023年加拿大水电发电量364.2 TW·h，占全国总发电量的57.52%。加拿大各类能源发电情况如表2所示。水电生产几乎遍及加拿大所有省份和地区，占魁北克、曼尼托巴、纽芬兰-拉布拉多以及不列颠哥伦比亚省能源生产的90%，这些省份均属于未改革省份。在改革重组后的竞争性市场省份，水电资源较少，包括安大略、阿尔贝塔、新不伦瑞克省。以安大略省为例，2023年安大略省总发电量为152.53 TW·h，其中水力发电量36.23 TW·h，占比23.7%，水电资源较少，因此电价较高，改革存在原动力，即减少管制、控制成本。
表2 2023年加拿大各类电源发电情况
Table 2 Canadian power generation of various types in 2023
2.3.2 加拿大电力市场结构
加拿大共10个省份，根据电力市场发展情况可以分为2类：未改革的非现货市场省份和改革重组后的竞争性市场省份。前者电力市场模式为双边合同集中管理模式，后者不同省份的市场模式有所不同，其中，阿尔贝塔省市场模式为强制型电力库，安大略省为拥有双边合同、购电协议、管制性电价和实时电能市场的电力库模式，新不伦瑞克省为有再调度市场的物理双边市场模式。
加拿大电力市场较为成熟的省份主要是安大略省和阿尔贝塔省。以安大略省为例，安大略省独立系统运营商主要负责运营双边交易的电力批发市场，5 min进行一次全省市场出清价格计算。此外，独立系统运营商还负责备用辅助服务交易和金融输电权交易等。备用辅助服务包含10 min旋转备用、10 min非旋转备用和30 min非旋转备用，与电能量市场联合出清；金融输电权交易是基于拍卖的金融市场，用于对冲与安大略省连接的电力系统可能出现的线路阻塞。
2.3.3 水电参与电力市场相应机制
1）市场机制。在安大略省，水电可参与调峰，也可承担基荷。针对不同类型的水电，加拿大制定了如表3所示的市场机制。
表3 加拿大不同水电参与市场机制
Table 3 Different market mechanisms in Canada with hydropower participation
2）价格机制。在电价制定方面，安大略省政府对发电、输配、售电进行价格管制。目前，安大略省电力体制是计划和市场混合型的，其计划性主要体现在发电环节，一部分机组施行政府固定价格，一部分施行由市场竞争形成价格，而由政府固定价格的发电量占市场份额较大，抑制了水电自发调节的积极性。为了解决该问题，安大略省针对水电提出了一种特殊的差价合约机制，该合约按月结算，事前不确定该合约总量，事后根据月度实际发电量结算，基准价格选取实时市场中每小时的市场清算价格，同时每个时段按月平均发电量结算。在此激励下，水电会倾向于在实时市场价格高时多发电、价格低时少发电，有效解决水电参与调节积极性不足的问题。
3）政策激励。安大略省自2009年开始实施上网电价计划，允许从分布式电源到大型发电商的所有规模发电机组参与，为水电等各种可再生电源生产和并网提供固定上网电价。通过实施固定上网电价，可以支付电厂投资的总成本，并确保在40年（其他非水可再生能源为20年）内水电厂可以得到合理的回报率，以此激励水电发展。
2.4 中国四川
2.4.1 四川水电资源概况
作为中国首批8个电力试点省份之一，与其余试点省份不同，四川电源结构以水电为主。截至2023年底，四川总装机容量万kW，其中水电装机容量万kW；2023年水电总发电量亿kW·h，占四川发电总量76.05%，各类能源发电情况如表4所示。由于四川水电占比高，且多以日调节和径流式水电为主的电源结构特点，使得四川电网在丰枯水期发电差异明显。
表4 2023年四川各类电源发电情况
Table 4 Power generation of various power sources in Sichuan in 2023
2.4.2 四川电力市场结构
四川电力市场包含中长期市场、现货市场和辅助服务市场。
中长期市场由四川电力交易中心组织开展，包括优先电量、电力直接交易、发电权、合同交易等多种交易品种，时间尺度涉及多年、年度、月度、月内多周期交易，组织方式包括双边协商、集中挂牌和复式竞价撮合。中长期交易电量以“差价合约”形式，参与现货市场运营，纳入现货市场竞价和优化空间。
现货市场分为日前市场和实时市场，以15 min为计算周期，发电侧报量报价，用电侧报量不报价。实时市场以“集中优化，统一出清”的方式，在日前机组组合结果上对未来每小时进行优化出清，形成各发电机组需要执行的发电计划和实时统一出清电价。
辅助服务市场主要包括调频、短期备用等交易品种，辅助服务市场与电能量市场分别优化，独立出清。市场交易主体按照不同辅助服务交易品种的交易时序进行报价，通过集中竞争的方式确定辅助服务提供者及相应辅助服务价格。
2.4.3 水电参与电力市场相应机制
1）市场机制。作为水电大省，四川考虑丰枯期水电发电差异，设计了丰枯分期的现货市场模式，丰期（弃水期）仅水电参与市场竞价，枯期（未弃水期）仅火电参与市场竞价。同时，在出清模型方面，四川考虑了水力约束条件，包括水库拓扑、上下游时滞、水库限额、耗水率特性、水位库容特性、水电机组振动区等，以此保证出清结果能够同时符合水、电的双重约束，为市场平稳运行提供保障。
2）价格机制。四川采用系统边际电价价格机制，市场出清形成每15 min的系统边际电价。在计算和公布系统边际电价的同时，四川电力市场会同步计算和公布分区电价。分区电价作为市场主体分析阻塞情况和市场供需的价格信号，不作为结算依据。现货市场采用“两次偏差”结算机制，在未弃水期水电不参与现货市场竞价，在弃水期火电不参与现货市场竞价，其偏差电量均直接接受现货价格，按照实时市场每15 min的出清价格或者实时市场月度加权平均电价结算。
3）政策激励。四川省为促进丰水期弃水电量消纳，出台《水电消纳产业示范区建设实施方案》，选取攀枝花、雅安、乐山等6个市（州）作为水电消纳产业示范试点地区，用户电价采用全年综合电价和弃水电量电价2种，用户可自由选择一种电价执行，促进富余水电消纳。
2.5 水电参与电力市场机制对比
从上述的水电参与市场机制可以看出，不同国家和地区由于自身电源结构和市场化程度的不同制定了适应自身的水电参与现货市场方式，总结如表5所示。
表5 不同国家/地区水电参与市场机制
Table 5 Market mechanisms with hydropower participation in different countries / regions
为提高水电建设积极性，北欧和加拿大均制定相应政策激励水电投资，或减免税收，或设置固定上网电价，以此保障机组收益。考虑到同一流域水电站的梯级耦合特性，安大略省允许梯级水电二次提交报价，梯级水电可基于日前市场出清结果重新修改并提交报价，以此确保出清结果的可行性。针对库容差异引起的运行特性差异，安大略省针对不同作用和类型的水电设计了不同的市场机制（见表3）。对于水电电量的不确定性，北欧和巴西分别通过金融市场和“电量再分配机制”实现水电电量的风险管理。同时，北欧地区通过互联电网实现丰水期水电的跨国交易，通过挪威的抽水蓄能电站平抑丹麦风电波动。
03
中国部分省份水电参与市场机制对比
中国新一轮电力市场改革经过9年，第一批电力现货市场试点省份经过多次电力市场模拟试运行，其中部分省份已进入长周期不间断运行。表6对比了第一批电力现货市场试点省份水电参与市场机制。
表6 第一批电力现货市场试点省份水电参与市场机制
Table 6 Market mechanisms with hydropower participation in the first batch of power spot market pilot provinces in China
四川电力市场针对水电制定丰枯分期的市场机制，其余部分试点省份水电不作为主体参与市场交易，优先安排发电，如广东、山西，部分试点省份为促进水电消纳，在市场机制设计时对水电及抽水蓄能予以倾斜，如甘肃水电在出清时可优先出清、山东抽水蓄能电站可自主选择是否参与现货市场。
04
水电参与电力市场研究现状
4.1 水电参与电力市场出清模型
水电机组运行状态受来水影响，因此针对水电的精细化建模不仅需要考虑其电能约束，还要考虑具体水电站的水力约束，包括发电流量约束、水位库容约束、水量平衡约束等。对于径流式水电，认为其不参与市场报价，按其来水量进行发电，一般只考虑其出力上下限约束。针对库容式水电，其参与市场出清的基础模型以社会福利最大化为优化目标，考虑水量平衡约束、水位库容关系约束、水头约束、振动区约束等。式（1）~（10）表示市场出清的水电部分，完整的市场出清模型还应包括其他类型机组的报价（目标函数部分），其他机组的常规约束、系统常规约束等。
目标函数为
式中：i、t、b分别为机组、时间、报价段的索引；ci,t,b为水电机组i在t时段的第b段报价；Pi,t,b为水电机组i在t时段的第b段中标量。
约束条件如下。
1）水量平衡约束为
式中：Vi,t+1和Vi,t分别为机组i在t+1时段和t时段的库容；Ii,t为机组i在t时段区间的入库流量；Qi,t为机组i在t时段的出库流量；
为机组i在第k个上游电站在t?τi,k时段的出库流量；Ki为电站i的上游电站集合；τi,k为机组i到上游电站k的水流时滞；qi,t为机组i在时段t的发电流量；Si,t为机组i在t时段的弃水流量。
2）水位约束为
式中：
分别为水电机组i在时段t的水位及其上下限。
3）流量约束为
式中：
分别为水电机组i的发电流量上下限；
分别为水电机组i的出库流量上下限。
4）水位库容关系约束为
式中：fi,v(?)为水电机组i的水位和库容非线性关系。
5）水头约束为
式中：
分别为尾水位、水头损失、水头。
6）尾水位出库流量关系约束为
式中：fi,e(?)为尾水位和出库流量的非线性关系。
7）水电机组出力特性约束为
式中：Pi,t为水电机组i在时段t的总中标量；ηi为水电出力系数；
分别为机组i第b段报价的上下限。
8）振动区约束
式中：
为机组i的第s个振动区的上下限。
基于水电参与市场基础模型，大量学者对梯级水电出现的特有问题进行了探讨。主要包括：针对梯级水电上下游电站所属资本主体不同引起下游电站中标量执行困难问题，提出丰平枯分期采用不同方法进行出清或者下游电站作为价格接受者，即下游电站无须参与市场申报，其发电量以上游电站发电量的线性函数表示为
式中：P,t、P,t分别为上下游电站的出力；αt、βt分别为上下游水电站电力耦合一次系数和常数项；τ,为上下游电站的水流时滞。
考虑到梯级水电的竞争性弃水现象，通过调整报价、控制上游电站中标电量和电力以及将水电调蓄价值纳入目标函数等方法协调上下游电站的中标电量。对于产生弃水的机组，可以按照式（12）修改机组报价，其中，对于多台机组出现弃水，应该保持原报价序列进行报价修改；也可按式（13）将水电调蓄价值纳入出清模型，通过适量购买上游高价电能，增大下游低价电站发电能力，以此提高系统出清电量。
式中：
分别为修改前后的报价；
为报价最低的非弃水机组的第1段报价；
为报价最高的弃水机组的最后一段报价；ε为一个较小的正数，用于报价调整，可由电力交易中心综合考虑后决定；Ri为水电机组i的调蓄价值，用于描述梯级上游发电量通过影响下游发电能力为系统带来的价值；j为电站i的下游电站；λ为边际出清电价；为下游电站因电站i的调蓄作用增加的中标电量；式（13）右端第1项表示上游电站增发
为了解决梯级水电出清后的水电不匹配问题，文献[67-69]以水电耦合度为指标度量水量和电量匹配程度，如式（14）所示，建立综合考虑购电成本最小和水电耦合度最大的出清模型。
式中：Ct为系统的水电耦合度；
分别为所有机组的实发电量、电量缺口和弃水电量。
低水头的水电站在日尺度范围内水头变化较大，因此对不同区间的水头采用不同的出力曲线，实现更为精细化的水电建模。此外还有针对季节、跨区域交易、参与组合市场等研究对水电参与市场展开分析。
除了梯级水电，目前还有部分抽水蓄能电站参与市场出清，其出清模型除了考虑上述梯级水电模型外，还应考虑到其可以充放电能的特点，式（15）（16）描述了抽水蓄能电站充放电相关约束。文献[76]建立了三阶段的抽水蓄能电站模型，用来在日前市场出清过程中凸显其灵活性价值。文献[77]为避免抽水蓄能电站的实际调度偏离计划值，提出储备安全约束，引入随机参数并进行相应转化进而实现与日前市场出清模型的兼容。
式中：xi,t、yi,t、zi,t分别为机组的运行状态，上标/分别表示抽水蓄能电站的发电和抽水工况。
4.2 水电竞价策略研究
水电厂参与市场条件下，其收益方式、调度安排、政策激励等均发生变化，现有研究成果多聚焦于水电参与市场策略竞价模型构建和各类不确定性对水电参与市场的影响。
在竞价策略方面，文献[78]基于分布回归提出了一种水电站参与电能量市场和辅助服务市场顺次出清的最优交易策略方法。文献[79]分析了水电站在不同定价方式（基于成本和基于竞价）下的不同行为，并提出一种在短期市场上评估和确定能源供应的方法。文献[80]基于中国水电跨省区的特点，提出了基于机会成本的日前市场增量竞价报价策略。文献[81-82]考虑水电出售国家核证资源减排量（China certified emission reduction， CCER），构建了碳电耦合市场下的水电竞价模型。文献[83]针对风电和水电联合系统，根据其有无物理联系和联合报价提出了3种发电商报价策略，并从不同角度分析了3种策略的效果。文献[84]提出了风电和水电联合运营的利润分配策略。文献[85-86]进一步将风电和抽水蓄能作为整体参与日前市场和双边合同，通过抽水蓄能减少风电不确定性影响。文献[87]提出一种改进Benders分解方法应用于双层竞价模型，模型中水电不仅可参与电能量市场，也可参与爬坡辅助服务。文献[88]进一步探讨了不确定条件下多水电参与市场的贝叶斯纳什均衡和鲁棒纳什均衡。文献[89]基于分支定界法提出一种求解多节点多周期古诺博弈新方法，该方法通过应用Nikaido-Isoda函数，从而可以不借助对偶变量进行市场出清。
在应对不确定性影响方面，文献[63]提出了一种随机自适应鲁棒优化方法，该方法不需要KKT条件简化计算，但计算结果可能会受到电价的不确定性影响。文献[90]基于场景描述水文和电价的不确定性及其关系，建立随机优化模型实现水电在月度市场的最优竞价。文献[91]使用条件风险价值（conditional value at risk， CVaR）量化抽水蓄能电站参与市场风险，并给出参与现货和辅助服务联合市场的竞价策略。文献[92]采用条件风险价值的同时计及电价风险和差价合同，通过随机场景来模拟电价的不确定性，实现梯级水电在风险和收益之间的协调。文献[93]通过场景生成来模拟价格不确定性，根据鲁棒优化和随机优化的特点分别提出了梯级水电和抽水蓄能电站的优化模型。
4.3 水电参与电力市场机制研究
由于水电的发电原理和出力特性使得水电发电商在参与电力市场时面临诸多问题，表7对比了研究水电参与电力市场时所解决的问题和设计的市场机制。
表7 水电参与市场研究对比
Table 7 Comparison of researches on hydropower participating in market
05
进一步研究的方向
建立适应水电参与的电力市场机制对于实现“双碳”目标，促进能源转型具有重要意义。未来中国促进水电参与电力市场应重点关注以下问题。
1）明确水电在新型电力系统中的角色定位，建立适应水电和抽水蓄能电站运行特征的市场机制。随着新型电力系统建设，风光发电占比快速增加，应明确水电在新型电力系统中的角色定位，充分利用水电的灵活调节能力平抑新能源波动，加快实现水电从“电源供应者”向“电源+‘电池’调节者”角色转变。充分发挥大型梯级水电站多尺度调节能力，建立适应水电和抽水蓄能电站运行特征的市场机制，高效调用水电及抽水蓄能电站，以平抑新能源发电在时间和空间上的间歇性和波动性。
2）加速推进全国统一电力市场建设，开发高效的市场出清算法。中国水电资源集中在西南等地区，而负荷中心则集中于东南沿海等地，因此必须依靠外送，实现水电的充分消纳。一方面，应积极推动全国统一电力市场建设，建立适应水电出力特征的跨省跨区交易，实现水电在更大范围的互济共享；另一方面，对于市场主体多元化、水电梯级特性复杂、市场出清模型非线性程度高的市场，应开发高效的市场出清算法，满足出清速度和效率要求。
3）促进区域内水风光多能协同互补。水电和风光发电在时间上存在一定程度上的互补性，水电的灵活性可以有效补偿风光功率的波动性，应充分考虑市场范围内水电和风光发电的地理位置，研究水风光联合体作为主体参与市场竞价的机制和方法。同时，建立合理的市场机制，激励水电站增设光伏或风电装置，例如，在水电站建设漂浮式光伏可以有效降低水分蒸发、与抽水蓄能电站结合能有效提高可再生能源消纳率等。
4）加强水电运行方式管理和控制策略提升。随着电力市场发展不断成熟，拥有自主参与市场能力的市场主体不断增多，能够决定市场主体决策行为和市场出清结果的数据信息大量增加，水电站应通过现代化运行方式设计和智能化数字控制策略来提高综合效益。特别是梯级水电，发电商通过收集更多数据，更好了解水电站在不同状态下的运行性能，从而能够使水电站在参与电力市场时做出更为理性的决策。
5）加速辅助服务市场建设并完善水电社会价值补偿机制。基于水电的原理与特点，深入挖掘水电的调频能力、调峰能力、电压维持能力、黑启动服务等。此外，大型水电还可以提供防洪、灌溉、供水、废水治理、维持下游生态环境等水利服务及社会价值。一方面，应建设交易品种丰富的辅助服务市场来提升水电灵活性能力的竞争优势，提高水电调节能力，提升水电多方位盈利能力；另一方面，考虑到部分社会服务及价值会影响水电参与市场交易的灵活性和自主性，应完善相应的补偿机制，如通过电价制定和政策补偿来降低水电因承担社会责任造成的市场损失。
原标题：西安交通大学 刘姜伟等｜水电参与电力市场研究综述
